El componente de comercio de derechos de emisión de SO2 basado en el mercado del Programa de Lluvia Ácida tenía como objetivo permitir a las empresas de servicios públicos adoptar la estrategia más rentable para reducir las emisiones de SO2. Cada permiso de explotación del Programa de Lluvia Ácida describe los requisitos específicos y las opciones de cumplimiento elegidas por cada fuente. También se exigió a las empresas de servicios públicos afectadas que instalaran sistemas de control continuo de las emisiones de SO2, NOx y otros contaminantes relacionados con el fin de realizar un seguimiento del progreso, garantizar el cumplimiento y dar credibilidad al componente de comercio del programa. Los datos de seguimiento se transmiten diariamente a la EPA a través de sistemas de telecomunicaciones.
Las estrategias para el cumplimiento de los controles de calidad del aire han sido componentes importantes de la planificación y las operaciones de las empresas eléctricas desde mediados de la década de 1970, afectando a la elección de combustibles, tecnologías y ubicaciones para la construcción de nueva capacidad de generación. Las estrategias de las compañías eléctricas para cumplir con las nuevas normas sobre el dióxido de azufre incluían una combinación de opciones con distintos costes financieros:
- Varias tecnologías existentes y nuevas de depuración de gases de chimenea y de carbón limpio;
- pasar a todo el carbón con alto contenido de azufre, o mezclarlo con carbón de bajo contenido de azufre;
- pasar a todo el gas natural, o cofundir carbón y gas natural;
- «recortar», o reducir las horas anuales de utilización de la planta;
- retirar unidades antiguas;
- recargar las unidades existentes con nuevas calderas de carbón o sin carbón;
- comprar o transferir derechos de emisión de otras unidades;
- aumentar la gestión y conservación de la demanda; o
- comprar energía a granel a otras empresas de servicios públicos o a generadores que no utilizan carbón u otros combustibles.
Algunas limpiezas de carbón pueden realizarse en combinación con otras acciones como el lavado o la mezcla de carbones con distinto contenido de azufre, pero las empresas de servicios públicos suelen preferir que los proveedores de carbón asuman los costes de las operaciones de limpieza. Algunos observadores estiman que entre el 20% y el 30% del azufre puede eliminarse mediante la limpieza o la mezcla del carbón, y entre el 50% y el 70% con equipos de control de emisiones.
Para el cumplimiento de la fase II las opciones eran numerosas, pero para la fase I estaban limitadas por el tiempo disponible para aplicar una decisión. Dado que se tarda entre 3 y 5 años en diseñar y construir un depurador en una unidad de combustión de carbón existente, y más en repotenciar o construir una nueva instalación (p. ej, (por ejemplo, de 6 a 11 años en el caso del carbón y de 10 a 14 años en el caso de las unidades nucleares), las opciones de decisión de las compañías eléctricas para las plantas de la fase I se limitaban a la depuración, el cambio de combustible, la compra o la transferencia de derechos de emisión para permitir el uso continuado de carbón con alto contenido de azufre, la retirada de unidades o la reducción de la utilización de la unidad y la sustitución de la capacidad de otra fuente.
Los retrasos en la asignación de los créditos de bonificación por «depuración temprana» y la programación de la primera subasta de derechos de emisión en marzo de 1993 eliminaron de hecho estos incentivos de la toma de decisiones de cumplimiento real de la mayoría de las compañías eléctricas. Debido al tiempo necesario para construir los equipos de control de la contaminación atmosférica, los compromisos financieros y contractuales con los depuradores debían realizarse antes del verano de 1992 si se quería que las modificaciones de las plantas estuvieran operativas a tiempo para cumplir las nuevas normas en 1995. Así pues, las decisiones debían tomarse antes de que se conocieran el precio y la asignación de los derechos de emisión. En consecuencia, la mayoría de los proyectos de depuradores para cumplir el plazo de 1995 estaban ya muy avanzados en otoño de 1992.
GanaciasEditar
De las 261 unidades de 110 plantas afectadas por las limitaciones de emisiones de la fase I, cinco eran de petróleo, cinco de carbón se retiraron y una de carbón se puso en estado de espera fría antes de la aprobación de la legislación en 1990. Las 6 unidades de carbón inactivas recibieron por ley un total de 36.020 toneladas de derechos de emisión de dióxido de azufre de la fase I.
El Departamento de Energía de EE.UU. (DOE) estimó en 1991 que esta ganancia comercial tenía un valor de 665 a 736 dólares por tonelada, lo que suponía un total de 23,9 a 26,5 millones de dólares. Sin embargo, las compras reales de derechos de emisión en 1992 se registraron a un precio inferior al previsto, 300 dólares por tonelada. Los derechos subastados en marzo de 1993 se vendieron entre 122 y 450 dólares por tonelada, lo que redujo las ganancias inesperadas de estos derechos a entre 4,4 y 16,2 millones de dólares. Mientras tanto, los propietarios de una unidad retirada en 1985, el Centro Energético de Des Moines de 119 MWe, recibieron 93 millones de dólares de financiación del DOE para un proyecto de Tecnología de Carbón Limpio para repotenciar con una unidad de combustión de lecho fluido presurizado de 70 MWe alimentada con carbón, poniéndola de nuevo en producción en 1996.
Ubicación de las unidades generadorasEditar
Excluyendo esas 11 unidades, 250 unidades activas alimentadas con carbón en 105 plantas de 21 estados estaban sujetas a las reducciones de emisiones de dióxido de azufre de la Fase I en 1995. Los estados con el mayor número de unidades de generación afectadas por los requisitos de la fase I fueron: Ohio (40), Indiana (37), Pensilvania (21), Georgia (19), Tennessee (19), Kentucky (17), Illinois (17), Missouri (16) y Virginia Occidental (14). En conjunto, las unidades de la fase I representaban el 20% de las 1.250 unidades de generación de carbón operativas en Estados Unidos en 1990.
Estas 250 unidades tenían una capacidad de generación máxima en verano de 79.162 MWe en 1990, con una media de 317 MWe/unidad. Esta capacidad representaba alrededor del 27% de la capacidad instalada de carbón en verano y alrededor del 11,5% de la capacidad total de generación de verano instalada en Estados Unidos en 1990. Alrededor de 207 millones de toneladas, casi el 90% del carbón adquirido por las centrales de la fase I en 1990, produjeron emisiones de dióxido de azufre que superaban el índice de emisiones de 1995 de 2,5 lbs/mm Btu sin utilizar ningún equipo de control de la contaminación.
La edad es importanteEditar
La edad de las 250 unidades de carbón de la fase I oscilaba entre 17 y 46 años cuando entraron en vigor las normas, con una media de 34 años. En 1995, 111 unidades activas de la fase I (23%) tenían 35 años o más, y sólo 8 (6%) tenían menos de 20 años. La edad media de las 35 unidades de carbón retiradas entre 1988 y 1991 era de 44,6 años, con un rango de 14 a 74 años. El tamaño de estas unidades oscilaba entre 1-107 MWe de capacidad de verano. Varias de ellas habían estado en espera (es decir, disponibles para su uso durante las paradas programadas de otras unidades para su mantenimiento) durante muchos años antes de su retirada. Aproximadamente la mitad (a menudo las unidades más antiguas) estaban diseñadas para «cofuego» con gas natural o fuel-oil, y podían funcionar con estos combustibles en lugar de con carbón si se deseaba.
Tanto el número como la edad media de las unidades de carbón retiradas aumentaron sustancialmente de 1988 a 1991, lo que indica que las empresas de servicios públicos estaban retirando unidades muy antiguas que ya no esperaban utilizar, evitando así los costes de mantenimiento necesarios para mantenerlas en espera. A modo de comparación, las 6 unidades de carbón de la fase I retiradas antes de 1990 tenían una edad de entre 21 y 35 años cuando se retiraron del servicio, con una media de 31 años.
La edad de estas unidades era significativa por varias razones. Todas las unidades de la fase I estaban construidas o en construcción cuando se promulgó la Ley de Aire Limpio de 1977, y todas menos ocho estaban construidas o en construcción cuando se promulgó la Ley de 1970. Por consiguiente, estas unidades se construyeron cuando los costes de la mano de obra eran significativamente menores que en los años 90, y evitaron grandes inversiones en equipos de control de la contaminación. En los años 90, estas unidades solían estar entre las menos costosas de las explotadas por sus respectivos propietarios, en términos de coste por megavatio-hora de energía producida. En comparación con otras centrales del sistema de una empresa de servicios públicos, estas unidades incentivaban a sus propietarios a maximizar el tiempo de funcionamiento, minimizar el tiempo de inactividad para reparaciones o adaptaciones y minimizar las inversiones de capital adicionales en ellas.
Debido a que el capital de estas centrales suele amortizarse en 20-30 años, las inversiones en la mayoría de ellas se recuperaron totalmente en 1995. Justificar grandes inversiones de capital adicionales en plantas que pueden tener una vida útil restante de 10 años o menos, si no se reconstruyen las calderas, suele ser difícil. Además, dado que las grandes unidades de generación de carbón tienden a alcanzar su máxima eficiencia operativa y de combustión durante los tres primeros años de funcionamiento, disminuyendo gradualmente a partir de entonces a lo largo de su vida útil, estas viejas centrales se encontraban entre las fuentes de contaminación atmosférica más sucias del sector eléctrico. Pudieron funcionar durante muchos años sin reducir sustancialmente las emisiones, cuando a otras centrales se les exigió que instalaran el «mejor equipo disponible» de control de la contaminación atmosférica de acuerdo con las Enmiendas a la Ley de Aire Limpio de 1977.
IncertidumbresEditar
Las empresas eléctricas se enfrentaron a importantes incertidumbres a la hora de planificar las estrategias de cumplimiento. Entre ellas se encontraban el precio y la disponibilidad futuros de los combustibles; el valor de los derechos de emisión y el funcionamiento de los mercados para los mismos; el modo en que las comisiones estatales de servicios públicos y el Servicio de Impuestos Internos asignarían los costes de depuración o cambio de combustibles y el valor de los derechos de emisión; las directrices contables, las revisiones de los contratos interestatales de venta de energía a granel y la posible intervención de la Comisión Federal de Regulación de la Energía en las transferencias interestatales de derechos de emisión por parte de los holdings multiestatales. Los cambios en la competitividad de las distintas tecnologías de generación y control de la contaminación; una miríada de nuevas medidas normativas exigidas por la Ley de Aire Limpio; y la posibilidad de una nueva legislación que limite las emisiones de dióxido de carbono, imponga un impuesto sobre las emisiones de carbono o sobre el uso de las BTU también fueron motivo de gran preocupación. Hasta enero de 1993 no se publicó una norma definitiva que aliviaba la incertidumbre sobre el control continuo de las emisiones, los requisitos de los permisos y el funcionamiento del sistema de derechos de emisión, mucho después de que hubiera que desarrollar estrategias de cumplimiento y tomar importantes decisiones de inversión.
En este contexto, los directivos de las empresas de servicios públicos tuvieron que tomar decisiones de inversión que comprometían millones de dólares durante largos periodos. Como resumió un directivo de una empresa de servicios públicos «Hay que tomar decisiones importantes sin la información adecuada o incluso sin la posibilidad de obtenerla». Por ejemplo, tras una prolongada lucha en la que participaron la Comisión de Servicios Públicos de Ohio, la Oficina del Asesor del Consumidor de Ohio, los clientes industriales, el Sierra Club de Ohio y los Trabajadores Mineros Unidos de las minas de carbón con alto contenido de azufre afiliadas a American Electric Power Company, se esperaba que la construcción de depuradores por parte de AEP en su planta Gavin de dos unidades y 2.600 MWe en Ohio costara unos 835 millones de dólares, reduciendo las emisiones de dióxido de azufre en ese lugar en un 95%. En febrero de 1993, AEP aún no estaba segura de que la Comisión de Servicios Públicos de Ohio le permitiera transferir los créditos de emisiones de la depuradora de Gavin a las unidades de fase I de otros estados. Por lo tanto, los planificadores de las empresas de servicios públicos tuvieron que asumir importantes compromisos financieros, y la construcción se inició a falta de información definitiva o de aprobaciones reglamentarias definitivas.
Innovaciones en los contratos de suministro de carbónEditar
Los riesgos asociados a esta incertidumbre estimularon la innovación en los contratos de compra de carbón por parte de las empresas de servicios eléctricos. En un mercado de compradores, las empresas eléctricas renegociaron los antiguos contratos y firmaron otros nuevos con una serie de disposiciones destinadas a gestionar los riesgos y aumentar la flexibilidad para futuras decisiones. Por ejemplo, Ohio Edison firmó contratos «high/low» a finales de 1991 con tres proveedores de carbón. En virtud de estos acuerdos, la empresa de servicios públicos podía optar por cambiar las compras de carbón con alto contenido de azufre a carbón con bajo contenido de azufre producido por el mismo proveedor. El proveedor conservaba la opción de seguir enviando carbón con alto contenido de azufre en lugar de carbón con bajo contenido de azufre si proporcionaba suficientes derechos de emisión para que este carbón pudiera quemarse sin penalización. En este caso, el proveedor pagaba los derechos de emisión y la empresa de servicios públicos pagaba el precio del contrato por el carbón de bajo contenido en azufre.
Otras condiciones contractuales innovadoras que se están estudiando vincularían las primas y penalizaciones pagadas por el carbón con diferentes niveles de contenido en azufre a los cambios en el precio de mercado de los derechos de emisión de dióxido de azufre; comerciarían con los derechos de emisión a los proveedores de carbón como pago parcial por el carbón de bajo contenido en azufre; o establecerían mayores variaciones en la cantidad y los precios para diferentes calidades de carbón en un único contrato. AMAX Energy adquirió un número no revelado de derechos de emisión de Long Island Lighting Company, que dijo que ofrecería en paquetes con sus contratos de carbón y gas natural. De este modo, los proveedores de carbón empezaron a participar junto con las empresas eléctricas como compradores y vendedores de derechos de emisión de dióxido de azufre comercializables.